NO810282L

NO810282L - PROCEDURE AND APPARATUS FOR PUMPING OIL FROM A BROWN

Info

Publication number: NO810282L
Application number: NO810282A
Authority: NO
Inventors: Edward D Meyer
Original assignee: Edward D Meyer
Priority date: 1979-03-15
Filing date: 1981-01-28
Publication date: 1982-07-29
Also published as: GB2091817A; FR2499165A1; AU6733281A; US4305461A; NL8100608A

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører et apparat til pum-The present invention relates to an apparatus for pumping

ping av olje eller andre fluider fra en brønn under jordens eller vannets overflate. ping of oil or other fluids from a well below the surface of the earth or water.

Pumping av olje og andre fluider fra forholdsvis små brønner blir vanligvis utført ved hjelp av en pumpeanordning av den såkalte "pumpejekk"-type i form av en balanse- eller vippearmmekanisme.Vippearmens bevegelser overføres til en opp- og nedadgående bevegelse av en sugestang, som strekker seg nedover i brønnens foringsrør og ved sin nedre ende er koplet til en dyp-brønnspumpe. Sugestangens opp- og nedadgående bevegelser setter dypbrønnspumper i funksjon for oppumping av olje gjennom forings-røret. Pumping of oil and other fluids from relatively small wells is usually carried out using a pumping device of the so-called "pump jack" type in the form of a balance or rocker arm mechanism. The movements of the rocker arm are transferred to an up and down movement of a suction rod, which extends down the well's casing and at its lower end is connected to a deep-well pump. The suction rod's upward and downward movements put deep well pumps into operation for pumping oil through the casing.

Balanse- eller vippearmen består hovedsakelig av en bjelke eller arm som er montert stort sett vinkelrett på sugestangen og er sammenkoplet med dennes øvre ende i avstand fra forings-røret, utenfor dette. Da sugestangen kan ha en lengde på 1000 m eller mer, tilsvarende dybden ned til bunnen av foringsrøret i brønnen, er stangens masse ganske betydelig. For drift av sugestangen i dens opp- og nedadgående bevegelse kreves det følge- The balance or rocker arm mainly consists of a beam or arm which is mounted generally perpendicular to the suction rod and is connected to its upper end at a distance from the casing, outside of it. As the suction rod can have a length of 1000 m or more, corresponding to the depth down to the bottom of the casing in the well, the mass of the rod is quite significant. For operation of the suction rod in its upward and downward movement, the following

lig en relativt stor og tung vippearm likesom en kraftkilde av betydelig størrelse for å holde vippearmen i gang. For å drive slike store mekanismer forbrukes det svære energimengder. like a relatively large and heavy rocker arm as well as a significant power source to keep the rocker arm moving. To operate such large mechanisms, huge amounts of energy are consumed.

Dessuten kan mekanismene være farlige for de menneskene som arbeider innenfor deres område, samtidig som de representerer et ufordelaktig innslag i deres umiddelbare omgivelser. Moreover, the mechanisms can be dangerous for the people who work within their area, while at the same time representing an unfavorable element in their immediate surroundings.

Størrelsen på den såkalte "pumpejekk" eller vippearmmekanisme, som blir benyttet i forbindelse med brønnen, velges i overensstemmelse med brønndybden: Jo dypere brønn, desto større vippearmdimensjoner. Dersom pumpeoperasjonen skulle indikere enøkning av brønndybden for å oppnå maksimalt olje- utbytte, kan det bli nødvendig å skifte ut vippearmen med en ny og større. I tillegg til de store omkostninger som dette medfører, kommer spill av pumpetid og medfølgende reduksjon i oljeutvinning. The size of the so-called "pump jack" or rocker arm mechanism, which is used in connection with the well, is chosen in accordance with the well depth: the deeper the well, the larger the rocker arm dimensions. If the pumping operation should indicate an increase in the well depth to achieve maximum oil yield, it may be necessary to replace the rocker arm with a new and larger one. In addition to the large costs that this entails, there is waste of pumping time and the accompanying reduction in oil recovery.

Når det benyttes en balanse- eller vippearmmekanismeWhen a balance or rocker arm mechanism is used

av dette slag, kreves det dessuten at denne nivelleres og rettes opp i utgangsstillingen i forhold til brønnens forings-rør, nemlig på en slik måte at når balansemekanismens vippearm fører sugestangen opp og ned, sikres det overføring av maksimal drivkraft fra vippearmen i form av et direkte aksialtrettet trekk i sugestangen. Relativt små innbyrdes skjevheter i innstilling, henholdsvis oppretting kan blant annet resultere i brudd på sugestangen innenfor brønnens foringsrør, hvor det kan være vanskelig å lokalisere bruddet og utbedre skaden. Dessuten kan det oppstå deformasjon på brønnens ulike lukke- og tetnings-innretninger samt antiforurensningspakninger, samtidig med riving, klabbing o.l. av pumpeanordningens bevegelige deler, herunder polerstangen som er tilknyttet sugestangen, og eventuell skade på brønnhode og foringsrør. Dette inn- eller oppret-tingsproblem er av særlig viktighet nettopp fordiidet ved pumping av fluider fra brønner under jorden eller vannets overflate ofte forekommer setting av grunnmassene i form av forkastninger eller hevninger. En slik setting medfører vinkel- eller sidefor-skyvninger av brønnens foringsrør eller bøyning av dette. I slike tilfeller må pumpingen stoppes mens vippearmen nivelleres og utbalanseres igjen, slik at det unngås brudd på sugestangen, of this kind, it is also required that this be leveled and straightened in the starting position in relation to the well's casing, namely in such a way that when the rocker arm of the balancing mechanism moves the suction rod up and down, the transmission of maximum driving force from the rocker arm is ensured in the form of a direct axial pull in the suction rod. Relatively small mutual biases in setting, respectively straightening can result, among other things, in breakage of the suction rod within the well's casing, where it can be difficult to locate the breakage and repair the damage. In addition, deformation can occur on the well's various closing and sealing devices as well as anti-pollution seals, at the same time as tearing, clogging etc. of the pumping device's moving parts, including the polishing rod which is connected to the suction rod, and any damage to the wellhead and casing. This installation or establishment problem is of particular importance precisely because, when pumping fluids from wells under the ground or the surface of the water, settling of the ground masses in the form of faults or uplifts often occurs. Such a setting entails angular or lateral displacements of the well's casing or bending thereof. In such cases, pumping must be stopped while the rocker arm is leveled and balanced again, so that breakage of the suction rod is avoided,

noe som ellers er sannsynlig. Pumpestans som følge av stangbrudd eller på grunn av pågående montering og utbalansering av vippearmen etter f.eks. stangbrudd, innebærer overordentlig store omkostninger for brønneieren eller -operatøren. which is otherwise likely. Pump stoppage as a result of rod breakage or due to ongoing installation and balancing of the rocker arm after e.g. rod breakage, involves extremely large costs for the well owner or operator.

Oppfinnelsen har tatt sikte på å komme frem til en pumpeanordning for opplagret forbindelse med foringsrøret i en olje-brønn, nemlig på en slik måte at pumpeanordningen automatisk vil holde seg opprettet i forhold til foringsrøret i tilfelle foringsrøret utsettes for vinkel- eller sideforskyvning, hvorved det unngås brudd på pumpeanordningens drivmekanisme forårsaket av innbyrdes skjev innstilling. The invention has aimed to arrive at a pump device for a stored connection with the casing in an oil well, namely in such a way that the pump device will automatically remain established in relation to the casing in the event that the casing is subjected to angular or lateral displacement, whereby the damage to the pump device's drive mechanism caused by mutually skewed settings is avoided.

Det er et særlig formål med oppfinnelsen å skaffe en pumpeanordning for olje, hvor sugestangens aksiale oppretting i forhold til brønnens foringsrør opprettholdes automatisk i tilfelle foringsrørets stilling forskyves. It is a particular object of the invention to provide a pumping device for oil, where the axial alignment of the suction rod in relation to the well casing is maintained automatically in the event that the casing's position is displaced.

Et annet formål består i å skaffe en pumpeanordning, hvor sugestangen er opphengt og bæres ved den av sine ender som ligger lengst borte fra foringsrøret, uten forbindelse med pumpeanordningen langs lengden av sugestangen. Another object consists in providing a pumping device, where the suction rod is suspended and carried by its ends which are furthest away from the casing, without connection with the pumping device along the length of the suction rod.

Ifølge et ytterligere formål med oppfinnelsen skal det ut-formes en pumpeanordning, hvor den opp- og nedgående sugestangen ligger i avstand fra pumpeanordningen, til side for denne langs hele sin lengde, unntatt i et enkelt forbindelsespunkt for en drivmekanisme for dens opp- og nedgående bevegelse. Sugestangen får derved anledning til å vri seg og bevege seg sideveis samt bøye seg uten hindringer. According to a further object of the invention, a pump device is to be designed, where the ascending and descending suction rod is located at a distance from the pumping device, to the side of the latter along its entire length, except in a single connection point for a drive mechanism for its ascending and descending motion. The suction rod is thereby given the opportunity to twist and move sideways as well as bend without obstacles.

Det tilsiktes dessuten å skaffe en fluidumdrevet pumpeanordning for drift av dypbrønnspumper, hvor pumpeanordningen er kompakt, transportabel og forholdsvis rimelig i fremstilling og drift. It is also intended to provide a fluid-driven pump device for operating deep well pumps, where the pump device is compact, transportable and relatively inexpensive to manufacture and operate.

Andre formål, trekk og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den etterfølgende detaljerte beskrivelse av en for tiden foretrukket, men ikke desto mindre illustrativ utførelsesform ifølge oppfinnelsen under henvisning til tegningene, hvor: Other objects, features and advantages of the invention will be apparent from the following detailed description of a currently preferred, but nevertheless illustrative embodiment according to the invention with reference to the drawings, where:

Fig. 1 viser et perspektivisk sideriss, delvis i snittFig. 1 shows a perspective side view, partly in section

og med deler skåret bort, av en pumpeanordning ifølge oppfinnelsen som er virksomt forbundet med et brønnforingsrør. and with parts cut away, of a pumping device according to the invention operatively connected to a well casing.

Fig. 2 viser et perspektivriss, med bortskårne deler, avFig. 2 shows a perspective view, with parts cut away, of

en reservoar- og hydraulisk pumpeenhet, som er beregnet på å brukes i forbindelse med pumpeanordningen ifølge oppfinnelsen. a reservoir and hydraulic pump unit, which is intended to be used in connection with the pump device according to the invention.

Fig. 3 er et perspektivisk sideriss av pumpeanordningens (fig. 1) fluidumstyrte driv- eller manøverinnretning, vist i dens øverste stilling. Fig. 4 viser et perspektivisk sideriss av den belastnings-•avfølende innretning for pumpeanordningen ifølge fig. 1. Fig. 5 viser et tilsvarende riss av en pusse- eller poler-stang-kleminnretning for pumpeanordningen ifølge fig. 1. Fig. 3 is a perspective side view of the fluid-controlled drive or maneuvering device of the pump device (Fig. 1), shown in its uppermost position. Fig. 4 shows a perspective side view of the load sensing device for the pump device according to fig. 1. Fig. 5 shows a corresponding drawing of a polishing or polishing rod clamping device for the pump device according to fig. 1.

På tegningene viser fig. 1 en foretrukket utførelsesformIn the drawings, fig. 1 a preferred embodiment

av en pumpeanordning ifølge oppfinnelsen, som helhet betegnet med henvisningstallet 10. Pumpeanordningen 10 blir benyttet i forbindelse med en typisk småbrønn, som innbefatter et ytre foringsrør 12. Dette omslutter et konsentrisk indre foringsrør 14. Mellom de to foririgsrørenes 12, 14 omkretser finnes et ring-formet mellomrom. Det ytre og indre foringsrør 12, 14 er forbundet i innbyrdes avstand ved hjelp av et brønnforingshode 16 of a pump device according to the invention, designated as a whole by the reference number 10. The pump device 10 is used in connection with a typical small well, which includes an outer casing 12. This encloses a concentric inner casing 14. Between the circumferences of the two casing pipes 12, 14 there is a ring -shaped space. The outer and inner casing 12, 14 are connected at a distance from each other by means of a well casing head 16

ved foringsrørenes øverste ender som stikker opp fra jordens overflate. Hodet 16 danner også en øvre endelukkeinnretning for forsegling av det ytre foringsrøret 12. Konsentrisiteten eller det ringformete mellomrommet mellom det ytre og det indre foringsrøret 12, 14 kan opprettholdes i deres fulle lengdeut-strekning ved anbringelse av avstandselementer (ikke vist), som fordeles med passe mellomrom i vertikalretningen. at the upper ends of the casing pipes that protrude from the earth's surface. The head 16 also forms an upper end closure device for sealing the outer casing 12. The concentricity or annular space between the outer and inner casing 12, 14 can be maintained throughout their full length by the placement of spacers (not shown), which are distributed with appropriate spacing in the vertical direction.

En sugestang 18 strekker seg inn i og gjennom brønnens indre foringsrør 14 og er ved sin nederste ende koplet til en dypbrønnspumpe e.l., som er anbrakt på brønnbunnen for pumping av underjordiske eller undersjøiske fluider såsom olje opp til overflaten. Selv om pumpeanordningen 10 ifølge oppfinnelsen for enkelthets skyld er beskrevet i særlig tilknytning til utvinning av olje, vil det for fagmannen være lett å innse at pumpeanordningen kan tjene til pumping av praktisk talt ethvert fluidum, som befinner seg under jordens eller vannets overflate, fra en brønn. Sugestangen 18 strekker seg oppover forbi brønnen og gjennom brønnhodet 16. I avstand ovenfor brønnhodet er den forbundet med pumpeanordningen 10 for opp- og nedadgående bevegelse, i den hensikt å drive dypbrønnspumpen. Sammenkoplingen mellom sugestang og pumpeanordning for drift av dypbrønnspumpen vil bli forklart nærmere i det følgende. Det fremgår av fig. 1 A suction rod 18 extends into and through the well's inner casing 14 and is connected at its lower end to a deep well pump or the like, which is placed on the bottom of the well for pumping underground or underwater fluids such as oil up to the surface. Although, for the sake of simplicity, the pumping device 10 according to the invention is described in particular in connection with the extraction of oil, it will be easy for the person skilled in the art to realize that the pumping device can be used for pumping practically any fluid, which is located below the surface of the earth or water, from a well. The suction rod 18 extends upwards past the well and through the wellhead 16. At a distance above the wellhead it is connected to the pump device 10 for upward and downward movement, with the intention of driving the deep well pump. The connection between suction rod and pump device for operating the deep well pump will be explained in more detail below. It appears from fig. 1

at sugestangen 18 har klaring på sidene fra det indre hulrom som avgrenses av det omsluttende indre foringsrør 14, og det vil gå tydelig frem av den etterfølgende beskrivelse at denne sideklaring rundt sugestangen 18 opprettholdes langs dennes lengde mens sugestangen strekker seg oppover fra de konsentriske brønnforingsrør 12, 14 til sitt sammenkoplingspunkt med pumpeanordningen 10. that the suction rod 18 has clearance on the sides from the inner cavity delimited by the enclosing inner casing 14, and it will be clear from the subsequent description that this lateral clearance around the suction rod 18 is maintained along its length while the suction rod extends upwards from the concentric well casings 12 , 14 to its connection point with the pump device 10.

Det. indre brønnforingsrøret 14 strekker seg gjennom brønn-hodet 16, hvor det er anbrakt en O-ringpakning 20 rundt forings-røret 14, for å forhindre fluidumlekkasje fra rørets indre. En pakning 22 ved forbindelsen mellom det ytre foringsrøret 12 og brønnhodet 16 tjener et liknende formål med hensyn til det ytre foringsrøret 12. Brønnhodet 16 bærer et T- eller rørkryss 24, som kan være festet med gjenger til det. indre foringsrøret 14 The. the inner well casing 14 extends through the well head 16, where an O-ring seal 20 is placed around the casing 14, to prevent fluid leakage from the inside of the pipe. A gasket 22 at the junction between the outer casing 12 and the wellhead 16 serves a similar purpose with respect to the outer casing 12. The wellhead 16 carries a T or pipe junction 24, which may be threaded thereto. inner casing 14

og innbefatter utløp 26, 28 i endene av sine" utstikkende armer. En innvendig åpning eller kanal gjennom T-stykket 24 kommuniserer med utløpene 26, 28. Ved forutbestemt dimensjonering av kanalen er det sikret fri og uinnskrenket passasje av sugestangen 18 and includes outlets 26, 28 at the ends of its "protruding arms. An internal opening or channel through the T-piece 24 communicates with the outlets 26, 28. By predetermined dimensioning of the channel, free and unrestricted passage of the suction rod 18 is ensured

gjennom denne under opprettholdelse av sideklaring rundt sugestangen i forhold til det omsluttende T-stykket. through this while maintaining lateral clearance around the suction rod in relation to the enclosing T-piece.

Det fremgår for øvrig at T-stykket 24 omfatter en støtte-flens eller skulder, som bærer en nedre bære- eller grunriplate 30. Platen 30 kan være buttsveiset til T-stykket 24, f.eks. It also appears that the T-piece 24 comprises a support flange or shoulder, which carries a lower support or base plate 30. The plate 30 can be butt-welded to the T-piece 24, e.g.

ved 32, for å forhindre innbyrdes forskyvning eller annen uønsket relativ bevegelse mellom disse. T-stykket 24 strekker seg utenfor sin støtteflens og gjennom en sentral åpning i den nedre grunnplaten 30, hvor det er forbundet, med en bærende ende-hette 34 ved hjelp av et gjenget forbindelsesledd 36. Bærehetten 34 er forsynt med en sentral åpning, som stort sett flukter med kanalen i T-stykket 24 og gjennom hvilken sugestangen 18 strekker seg, idet det er anordnet en pakningsgland i nærheten av innerveggen som begrenser åpningen. En tetning 40, som er anbrakt mellom bærehetten 34 og forbindelsesleddet 36, motvirker fluidumlekkasje på dette sted fra det indre av brønnforingsrøret 14. at 32, to prevent mutual displacement or other unwanted relative movement between them. The T-piece 24 extends beyond its support flange and through a central opening in the lower base plate 30, where it is connected to a supporting end cap 34 by means of a threaded connection joint 36. The supporting cap 34 is provided with a central opening, which largely flush with the channel in the T-piece 24 and through which the suction rod 18 extends, a packing gland being arranged near the inner wall which limits the opening. A seal 40, which is placed between the support cap 34 and the connecting link 36, counteracts fluid leakage at this location from the interior of the well casing 14.

Et antall støttestenger 42 er ved hjelp av bolter ellerA number of support rods 42 are by means of bolts or

på annen måte festet til den nedre grunnplaten 30 og bærer ved deres øvre ender en fast montert øvre grunnplate 44. Stengene 42 forbinder således den nedre og øvre platen, henholdsvis 30 og 44, stivt med hverandre, slik at platene til enhver tid er stort sett parallelle og ligger i flukt med hverandre i vertikalretningen. Som en følge av dette, blir enhver stillings-endring eller forskyvning av den nedre platen 30 umiddelbart overført til og antatt av den øvre platen 44 for å opprettholde deres relative oppretting og innstilling. otherwise attached to the lower base plate 30 and carrying at their upper ends a permanently mounted upper base plate 44. The rods 42 thus connect the lower and upper plates, respectively 30 and 44, rigidly to each other, so that the plates are at all times largely parallel and lie flush with each other in the vertical direction. As a result, any change in position or displacement of the lower plate 30 is immediately transmitted to and assumed by the upper plate 44 to maintain their relative alignment and alignment.

Den øvre platen 44 tjener på sin side til å opplagre og bære en fluidumstyrt drivmekanisme for sugestangen. Driv- eller manøvermekanismen, som generelt er betegnet med 46, beskrives nedenfor. Det bør imidlertid allerede i starten av beskrivelsen av denne erkjennes at den oppstående drivmekanismen 4 6 blir understøttet og holdt i flukt med foringsrørene 12, 14 og med resten av pumpeanordningen 10 utelukkende som følge av den relative oppretting av den nedre og øvre grunnplaten 30, 44 The upper plate 44, in turn, serves to store and carry a fluid-controlled drive mechanism for the suction rod. The drive or maneuvering mechanism, which is generally denoted by 46, is described below. However, it should already be recognized at the start of the description thereof that the upright drive mechanism 46 is supported and kept flush with the casings 12, 14 and with the rest of the pump device 10 solely as a result of the relative alignment of the lower and upper base plates 30, 44

slik disse er innbyrdes stivt forbundet ved hjelp av støtte-stengene 42. Det er således av betydning'at stengene 42 er utformet og anordnet slik at den stort sett parallelle forbindelsen mellom platene 30, 44 blir effektivt opprettholdt. as these are mutually rigidly connected by means of the support rods 42. It is thus important that the rods 42 are designed and arranged so that the largely parallel connection between the plates 30, 44 is effectively maintained.

Drivmekanismen 46 for sugestangen 18 omfatter en langstrakt hul sylinder eller kappe 48, som med sine ender er innkapslet i øvre og nedre lukkehoder, henholdsvis 50 og 52. The drive mechanism 46 for the suction rod 18 comprises an elongated hollow cylinder or jacket 48, the ends of which are enclosed in upper and lower closing heads, 50 and 52 respectively.

Hvert av lukkehodene 50, 52 innbefatter en sentralt avgrenset kanal, som sugestangen 18 strekker seg fritt gjennom med klaring på sidene, og en innløp-utløpsledning 54, 56, som kommuniserer med den innvendige kanal gjennom hvert enkelt lukkehode. Når pumpeanordningen 10 er i drift, blir det ledet hydraulisk fluidum gjennom ledningene 54, 56 fra en reservoar- og hydraulisk pumpeenhet, som fremgår av fig. 2, hvor den generelt er betegnet med 58, og som beskrives i det følgende. Each of the closing heads 50, 52 includes a centrally defined channel, through which the suction rod 18 extends freely with clearance on the sides, and an inlet-outlet line 54, 56, which communicates with the internal channel through each individual closing head. When the pump device 10 is in operation, hydraulic fluid is led through the lines 54, 56 from a reservoir and hydraulic pump unit, as shown in fig. 2, where it is generally denoted by 58, and which is described in the following.

Det øvre og nedre lukkehodet 50, 52 bærer dessuten hver sin O-ringpakning 60, 62, som tjener til å forhindre lekkasje av hydraulisk fluidum fra det indre av sylinderen 48, og et smøreelement 64 i nærheten av deres sentrale gjennomgående kanaler. Et antall vertikalt plasserte strekkstenger 66 er ved deres motsatte ender boltet eller på annen måte festet til det øvre sylinderhodet 50 og den øvre grunnplaten 4 4 samt først opplagret gjennom det nedre lukkehodet 52. Anordningen av strekkstengene 66 bidrar til arrangementets eller konstruksjonens stivhet, idet sylinderen 48 og dens lukkeelementer ved endene blir understøttet i opprettstående stilling ovenpå den øvre grunnplaten 44 og stort sett rettet inn med og i forhold til den nedre grunnplaten 30 og brønnforingsrørene 12, 14. The upper and lower closing head 50, 52 also each carry an O-ring seal 60, 62, which serves to prevent leakage of hydraulic fluid from the interior of the cylinder 48, and a lubrication element 64 near their central through channels. A number of vertically positioned tension rods 66 are at their opposite ends bolted or otherwise attached to the upper cylinder head 50 and the upper base plate 44 and first supported through the lower closing head 52. The arrangement of the tension rods 66 contributes to the rigidity of the arrangement or construction, as the cylinder 48 and its closure elements at the ends are supported in an upright position on top of the upper base plate 44 and generally aligned with and relative to the lower base plate 30 and the well casings 12, 14.

En slaginnretning 68, som omfatter et hult rørformet element og bærer et stempel 70 i ett med rørelementet samt plassert periferisk mellom dettes ender, er anordnet glidbart innenfor og gjennom det indre av sylinderen eller kappen 4 8. Det rørformete slagorganets 68 tverrsnitt er dimensjonert slik at organet forskyves under glidning mot innerflaten som av-grenser de gjennomgående kanalene i sylinderlukkehodene ved pakningene 62, idet pakningene avslutter eller fullfører en fluidumtett inneslutning mellom hvert enkelt lukkehode 50, 52 og det relativt glidbare slag- eller støtorganet 68, i: den hensikt å forhindre at fluidum unnslipper fra sylinderens 48 indre. 01jeskraperingene 64 virker på liknende måte til å forhindre passasje av smuss, skitt eller f/orurensende overflate-slaggmateriale inn i det indre av slagorganets sylinder eller kappe 48. 01jeskraperingene 64 tjener dessuten som pusseorgan for smøring av slagorganet 68 når dette glir mot lukkehodene 50, 52. Stemplets 70 ytre omkretsflate er innrettet til å ligge an langs innerflaten av kappen 48 og hvile mot denne samt bærer en trykkpakning 72 av teflon e.l., som har fast kontakt med An impact device 68, which comprises a hollow tubular element and carries a piston 70 in one with the tubular element and positioned circumferentially between its ends, is slidably arranged within and through the interior of the cylinder or jacket 4 8. The cross-section of the tubular impact element 68 is dimensioned so that the member is displaced during sliding towards the inner surface which delimits the through channels in the cylinder closing heads by the seals 62, the seals terminating or completing a fluid-tight enclosure between each individual closing head 50, 52 and the relatively sliding impact or impact member 68, in: the purpose of preventing that fluid escapes from the interior of the cylinder 48. The scraper rings 64 act in a similar way to prevent the passage of dirt, grime or f/polluting surface slag material into the interior of the impactor's cylinder or jacket 48. The scraper rings 64 also serve as a polishing means for lubricating the impactor 68 when it slides against the closing heads 50, 52. The outer peripheral surface of the piston 70 is designed to lie along the inner surface of the jacket 48 and rest against it, as well as carrying a pressure seal 72 of Teflon or the like, which has firm contact with

kappens innervegg, for å sikre akkumulering av trykk over og under stemplet 70 samt smøring av den kappeflaten, som stemplet ligger an mot og glir langs. Som det fremgår av fig. 1 passerer sugestangen 18 koaksialt gjennom det indre av det rørformete slagorganet 68 med passe klaring på sidene for sugestangen som tidligere beskrevet. the casing's inner wall, to ensure accumulation of pressure above and below the piston 70 as well as lubrication of the casing surface, which the piston rests against and slides along. As can be seen from fig. 1, the suction rod 18 passes coaxially through the interior of the tubular impact member 68 with suitable clearance on the sides for the suction rod as previously described.

Forbindelsen eller sammenkoplingen mellom slagorganet 68 og sugestangen 18 er iverksatt ved en belastningsføler- og klemanordning, som generelt er betegnet med 74. Belastnings-føleranordningen 74, som fremgår detaljert av fig. 4, består av en todelt sperreanordning av stempeltypen, omfattende et stempel-hode 76, som hviler uten å være forankret på toppen av det rørformete slagorganet 68, og et stempellegeme 78, som er anordnet forskyvbart i forhold til stempelhodet 76, ovenpå dette, samt plassert i det minste delvis innenfor et indre hulrom 80 i stempelhodet 76. Hulrommet 80 inneholder en viss mengde av et hovedsakelig usammentrykkbart fluidum såsom olje. En boring 82 i stempellegemet 78 for innføring av olje eller et annet fluidum i hulrommet 80, er lukket med en propp 84. En trykkmåler 86, som kommuniserer med det usammentrykkbare fluidet inne i hulrommet 80, viser den kraft som utøves på fluidet og gir en belastningsavlesning med tilknytning til trykket i kraft av de relative stillinger av stempelhodet 76 og -legemet 78. Lekkasje av det usammentrykkbare fluidet fra hulrommet 80, noe som ellers ville kunne forekomme mellom stempelhodet 76 og -legemet 78 når fluidet settes under trykk når pumpeanordningen 10 er i funksjon, blir forhindret ved hjelp av 0-ringpakninger 88, 90 som bæres av stempelhodet 76. The connection or coupling between the impact member 68 and the suction rod 18 is effected by a load sensor and clamping device, which is generally denoted by 74. The load sensor device 74, which can be seen in detail from fig. 4, consists of a two-part locking device of the piston type, comprising a piston head 76, which rests without being anchored on top of the tubular impact member 68, and a piston body 78, which is arranged displaceable in relation to the piston head 76, on top of this, and located at least partially within an internal cavity 80 in the piston head 76. The cavity 80 contains a certain amount of a substantially incompressible fluid such as oil. A bore 82 in the piston body 78 for introducing oil or another fluid into the cavity 80 is closed with a plug 84. A pressure gauge 86, which communicates with the incompressible fluid inside the cavity 80, shows the force exerted on the fluid and gives a load reading associated with the pressure due to the relative positions of the piston head 76 and -body 78. Leakage of the incompressible fluid from the cavity 80, which would otherwise occur between the piston head 76 and -body 78 when the fluid is put under pressure when the pump device 10 is in function, is prevented by means of O-ring seals 88, 90 which are carried by the piston head 76.

Sugestangen 18 er opplagret oventil gjennom en sentral åpning i stempe1legemet og blir holdt på plass i forhold til dette ved hjelp av en stangklemme 92, som er trukket til rundt sugestangen 18 ved oversiden av stempellegemet 78; Etter som stangklemmen 92 er større enn den sentrale åpningen i stempellegemet 78 som sugestangen 18 passerer gjennom, er sugestangen oventil fiksert i lengderetningen samt henger ned fra belast-ningsf øleranordningen 74 uten å være virkelig festet til denne, idet vekten av stangen sikrer stempellegemets 78 stilling ovenfor og delvis inne i stempelhodets 76 hulrom 80. Sugestangen 18 er følgelig forhindret fra å bevege seg nedover i forhold til belastningsføleranordningen 74 forbi det punkt hvor klemmen 92 The suction rod 18 is stored above through a central opening in the piston body and is held in place in relation to this by means of a rod clamp 92, which is drawn around the suction rod 18 at the upper side of the piston body 78; Since the rod clamp 92 is larger than the central opening in the piston body 78 through which the suction rod 18 passes, the suction rod is fixed from above in the longitudinal direction and hangs down from the load sensor device 74 without actually being attached to it, as the weight of the rod secures the position of the piston body 78 above and partially inside the cavity 80 of the piston head 76. The suction rod 18 is consequently prevented from moving downwards relative to the load sensor device 74 past the point where the clamp 92

er festet til stangen, samtidig som stempellegemets 78 inngreps-stilling ovenfor og delvis inne i stempelhodet 76 blir opprettholdt. is attached to the rod, while the engagement position of the piston body 78 above and partly inside the piston head 76 is maintained.

Denne konstruktive forbindelse og anordning, ved hvilken stempelhodet 76 uten forankring hviler eller sitter ovenpå det rørformete slagorganet 68 og ved hvilken sugestangen 18 er posi-sjonsfiksert eller -fastklemt i forhold til stempellegemet 78 uten egentlig å være festet til'eller forbundet med denne, gir betydelige manøvreringsfordeler, noe som vil forstås etter hvert som beskrivelsen skrider frem. Det skulle imidlertid allerede være klart at sugestangen 18 i alt vesentlig er uten forbindelse med pumpeanordningen 10 langs hele sin lengde med en eneste unntagelse,nemlig der hvor stangklemmen 92 griper omkring denne ved toppen av pumpeanordningen 10. Dessuten har sugestangen 18 over hele sin uforbundne lengde og utstrekning klaring på sidene fra de konstruksjoner og elementer som den passerer gjennom, og det vil senere forstås at denne sideklaring gjør det mulig for sugestangen å bøye seg sideveis og bøyes langs sin lengde uten hindring ved noe punkt av denne, unntatt ved dens forbindelse med klemmen 92. Derved blir det,i det vesentlige ute-lukket brudd på sugestangen 18 på steder innenfor pumpeanordningen 10 eller, hva viktigere er, innenfor det indre brønn-foringsrøret 14, hvor det kan være meget vanskelig og tid-krevende å lokalisere og reparere bruddet. This constructive connection and device, in which the piston head 76 without anchoring rests or sits on top of the tubular impact member 68 and in which the suction rod 18 is positionally fixed or clamped in relation to the piston body 78 without actually being attached to or connected to it, gives significant maneuvering advantages, which will be understood as the description progresses. However, it should already be clear that the suction rod 18 is essentially unconnected to the pump device 10 along its entire length with a single exception, namely where the rod clamp 92 grips around it at the top of the pump device 10. Moreover, the suction rod 18 has over its entire unconnected length and extent clearance on the sides from the structures and elements through which it passes, and it will later be understood that this lateral clearance enables the suction rod to bend laterally and bend along its length without obstruction at any point thereof, except at its connection with the clamp 92. Thereby, breakage of the suction rod 18 at places within the pump device 10 or, more importantly, within the inner well casing 14, where it can be very difficult and time-consuming to locate and repair, is essentially excluded the breach.

For å opprettholde en tetning eller forsegling av det indre foringsrøret 14 ved dets oppadrettede ende, hvor den utadrettede del av den opp- og nedadgående sugestang 18 passerer To maintain a seal or seal of the inner casing 14 at its upwardly directed end, where the outwardly directed portion of the upward and downward suction rod 18 passes

fra brønnen, må det selvsagt opprettholdes en eller annen slags form for tettende kontakt rundt den opp- og nedadgående konstruksjon som strekker seg opp fra brønnen. Som det tidligere er from the well, some form of sealing contact must of course be maintained around the up and down construction that extends up from the well. As it previously is

påpekt, søker oppfinnelsen imidlertid å opprettholde en sideklaring eller -mellomrom rundt sugestangen 18 over hele dens lengde med unntagelse av dens forbindelse med klemmen 92. Det er derfor anordnet en poler- eller pussestang 94 rundt sugestangen 18 i området for dens forlengelse gjennom hetteele-mentet som lukker det indre foringsrøret 14 og som sugestangen 18 strekker seg gjennom fra brønnen. Pussestangen 94 er anordnet med sideklaring rundt sugestangen 18 og er forbundet med denne i et enkelt punkt utenfor brønnen ved hjelp av et klem- pointed out, the invention, however, seeks to maintain a lateral clearance or space around the suction rod 18 over its entire length with the exception of its connection with the clamp 92. A polishing or polishing rod 94 is therefore arranged around the suction rod 18 in the area of its extension through the cap element which closes the inner casing 14 and through which the suction rod 18 extends from the well. The cleaning rod 94 is arranged with lateral clearance around the suction rod 18 and is connected to this at a single point outside the well by means of a clamping

element 96. Anordningen av pussestangen 94 rundt sugestangen 18 fremgår av det detaljerte riss i fig. 5. element 96. The arrangement of the polishing rod 94 around the suction rod 18 can be seen from the detailed drawing in fig. 5.

Pussestangen 94, som eksempelvis kan være fremstilt av messing eller rustfritt stål, er utformet med en glattpolert omkretsflate og ved sin øvre ende med et trompetformet parti, for å lette en innspent fastholdelse av samme mellom klemelementet 96 og en holder 98, som begge kan være gjenget for gjensidig fastgjøring ved sammenskruing. Pussestangens 94 trompetformete ende kan være fastspent mellom pakninger 100, The polishing rod 94, which can for example be made of brass or stainless steel, is designed with a smooth polished peripheral surface and at its upper end with a trumpet-shaped part, to facilitate a clamped retention of the same between the clamping element 96 and a holder 98, both of which can be threaded for mutual fastening by screwing together. The trumpet-shaped end of the cleaning rod 94 can be clamped between gaskets 100,

102 av passende form, for å sikre et hovedsakelig fluidumtett inngrep mellom pussestangen 94, klemelementet 96 og holderen 98. Stillingsfiksering og fastholdelse av pussestangen 94 ved ønsket punkt langs lengden av sugestangen 18 kan lett utføres og etterstilles ved behov ved hjelp av en stoppe- eller sett-skrue 104, som er skrudd inn i elementet 96 for anlegg mot sugestangen 18. 102 of a suitable shape, to ensure an essentially fluid-tight engagement between the polishing rod 94, the clamping element 96 and the holder 98. Position fixing and retention of the polishing rod 94 at the desired point along the length of the suction rod 18 can be easily carried out and readjusted if necessary by means of a stop or set screw 104, which is screwed into the element 96 for contact with the suction rod 18.

Pussestangen 94, som kan beveges frem og tilbake eller rettere sagt opp og ned sammen med sugestangen 18, glir således mot de indre begrensninger for kanalen gjennom brønnhetten 34 som inneholder en pakningsgland 38 av fiberformet materiale som grafitt, asbest e.l. Sugestangen 18 forblir liggende med sideklaring innenfor innerveggen av brønnhetten 34. Forseglingen av den trompetformete enden av pussestangen 94 mellom klemelementet 96 og den dermed samvirkende holderen 98 forhindrer fluidumlekkasje mellom pussestangen 94 og sugestangen 18 ved deres gjensidige forbindelse utenfor brønnen. Siden sugestangen 18 er anordnet med klaring til sidene inne i pussestangen 94 (unntatt ved klemelementet 96) og fordi klemelementets 96 forbindelsespunkt på sugestangen 18 ligger langt fra punktet for glidende kontakt mellom pussestangen 94 og brønnhetten 34, vil dessuten en slik glidekontakt ikke hemme eller begrense sugestangens 18 mulighet til å fjære eller bøye seg i området for dens inngang i det indre av brønnen. Med andre ord er forbindelsen mellom pussestangen 94 og sugestangen 18 utført på et sted langs sugestangens lengde hvor der ikke finnes noen omsluttende konstruksjonsdeler til å innskrenke eller på annen måte gripe forstyrrende inn'i sugestangens opp- og nedadgående bevegelser. Sugestangen er derfor i stand til å fjære sideveis samt bøye seg uten innskrenkninger i området for dens forbindelse med pussestangen 94. The cleaning rod 94, which can be moved back and forth or rather up and down together with the suction rod 18, thus slides against the internal limitations of the channel through the well cap 34 which contains a packing gland 38 of fibrous material such as graphite, asbestos etc. The suction rod 18 remains lying with lateral clearance within the inner wall of the well cap 34. The sealing of the trumpet-shaped end of the polishing rod 94 between the clamping element 96 and the thus cooperating holder 98 prevents fluid leakage between the polishing rod 94 and the suction rod 18 at their mutual connection outside the well. Since the suction rod 18 is arranged with clearance to the sides inside the polishing rod 94 (except at the clamping element 96) and because the connection point of the clamping element 96 on the suction rod 18 is far from the point of sliding contact between the polishing rod 94 and the well cap 34, such a sliding contact will not inhibit or limit the possibility of the suction rod 18 to spring or bend in the area of its entry into the interior of the well. In other words, the connection between the cleaning rod 94 and the suction rod 18 is made at a place along the length of the suction rod where there are no enclosing structural parts to restrict or otherwise intervene disturbingly in the upward and downward movements of the suction rod. The suction rod is therefore able to spring laterally as well as bend without restriction in the area of its connection with the polishing rod 94.

Som en følge av dette, har sugestangen 18 i enhver hense-ende klaring til sidene fra alle konstruksjoner eller elementer, iberegnet pumpeanordningen 10 og selve brønnen med den eneste unntagelse, som består i dens opphengte lagring ved hjelp av As a result, the suction rod 18 has in every respect clearance to the sides from all structures or elements, including the pumping device 10 and the well itself with the only exception, which consists in its suspended storage by means of

stangklemmen 92 ved toppen av pumpeanordningen 10. Sugestangen 18 behøver ikke å strekke seg oppover forbi dens opphengning the rod clamp 92 at the top of the pump assembly 10. The suction rod 18 need not extend upwards past its suspension

ved stangklemmen 92, selv om det av det følgende vil fremgå at en forlengelse ut over opphengningspunktet ikke vil virke uheldig inn på pumpeanordningens 10 funksjon og derfor er til-latelig. I alle tilfelle kan sugestangen 18, etter som suge-stenger av det slag som anvendes i forbindelse med pumpeanordningen ifølge oppfinnelsen vanligvis blir fremstilt i atskilte at the rod clamp 92, although it will be clear from what follows that an extension beyond the suspension point will not adversely affect the function of the pump device 10 and is therefore permissible. In all cases, the suction rod 18 can, as suction rods of the type used in connection with the pump device according to the invention are usually produced in separate

I stanglengder som senere settes sammen på operasjonsfeltet inntil den nødvendige totallengde er nådd, lett forlenges etter behov, nemlig ganske enkelt ved å skjøte på en ytterligere stanglengde i forlengelsen av den øvre enden av sugestangen. Rod lengths which are later assembled in the operating field until the required total length is reached are easily extended as needed, namely simply by splicing a further length of rod into the extension of the upper end of the suction rod.

Når pumpeanordningen 10 er i drift, er den tilkoplet en fluidumreservoar- og hydraulisk pumpeenhet, eksempelvis den som er betegnet med 58 i fig. 2. Enheten 58 innbefatter et reservoar 106 for hydraulisk fluidum såsom olje, som ved hjelp av en motordrevet hydraulisk pumpe 108 med foranderlig volum blir ført gjennom et oljefilter 110 og inn i en fireveis trinnventil 112. Derfra blir det hydrauliske fluidet fordelt gjennom en av ledningene 114, 116. Den andre ledningen blir benyttet som returledning for fluidum i den hensikt å skape et sluttet system, hvor fluidet føres tilbake til reservoaret 106 etter anvendelse. Således kan eksempelvis ledningen 114 ved hjelp av en slange eller rørledning være forbundet med ledningen 54 for det øvre sylinderlukkehodet 50, mens røret 116 kan være forbundet med ledningen 56 for det nedre sylinderlukkehodet 52. Ved å montere den uavhengige eller komplette hydrauliske pumpeenhet 58 på meier 118 e.l. kan enheten 58 lett bevege seg langs underlaget og plasseres i forhold til oljebrønnen og pumpeanordningen 10. When the pump device 10 is in operation, it is connected to a fluid reservoir and hydraulic pump unit, for example the one denoted by 58 in fig. 2. The unit 58 includes a reservoir 106 for hydraulic fluid such as oil, which, by means of a motor-driven hydraulic pump 108 with variable volume, is led through an oil filter 110 and into a four-way stop valve 112. From there, the hydraulic fluid is distributed through one of the lines 114, 116. The second line is used as a return line for fluid in order to create a closed system, where the fluid is returned to the reservoir 106 after use. Thus, for example, the line 114 can by means of a hose or pipeline be connected to the line 54 for the upper cylinder closing head 50, while the pipe 116 can be connected to the line 56 for the lower cylinder closing head 52. By mounting the independent or complete hydraulic pump unit 58 on the milker 118 a.d. the unit 58 can easily move along the substrate and be placed in relation to the oil well and the pump device 10.

Pumpeanordningen 10 er festet til samt fast anbrakt på toppen av det ytre og indre brønnforingsrør, henholdsvis 12 og 14, på den måten som vises i fig. 1 og som er beskrevet tidligere. Det bør bemerkes at hele pumpeanordningen 10 er opplagret over brønnforingsrørene og at det ikke finnes noen annen under-støttende forbindelse mellom pumpeanordningen 10 og bakken eller noen konstruksjon som er festet til eller blir båret av under laget. Det foreligger således ikke noe behov for å nivellere inn eller utbalansere pumpeanordningen 10 fra begynnelsen på eller i forhold til underlaget, og enhver side- eller vinkelforskyvning av foringsrørene blir automatisk overført til pumpeanordningen 10 gjennom blant annet støttestengene 42 og strekkstengene 66 The pump device 10 is attached to and firmly placed on top of the outer and inner well casing, respectively 12 and 14, in the manner shown in fig. 1 and which is described earlier. It should be noted that the entire pumping device 10 is stored above the well casings and that there is no other supporting connection between the pumping device 10 and the ground or any structure attached to or carried by the subsurface. There is thus no need to level or unbalance the pump device 10 from the beginning on or in relation to the substrate, and any lateral or angular displacement of the casings is automatically transferred to the pump device 10 through, among other things, the support rods 42 and the tension rods 66

for til enhver tid å holde pumpeanordningen rettet inn på linje med de konsentriske foringsrørene 12, 14. in order to keep the pumping device aligned in line with the concentric casings 12, 14 at all times.

Som fagmannen er velkjent med, vil gass som befinner segAs the person skilled in the art is well aware, gas that is located will

under jordens eller vannets overflate akkumulere og bygge opp trykk innenfor det lukkete ytre foringsrøret 12, idet det akkumulerte gasstrykket blir utnyttet til å tvinge olje eller et hvilket som helst annet fluidum, som skal pumpes opp fra brønnen, oppover gjennom det indre foringsrøret 14. Oljen blir tatt eller samlet opp fra brønnen gjennom utløpet 26 i T-stykket eller rørkrysset 24. For en bestemt brønn kreves det i det minste en endelig og lett konstaterbar størrelse på gasstrykket for å tilveiebringe en normal oppadrettet strømning og utmating av olje gjennom det indre foringsrøret 14. Et manometer 120, som står i forbindelse med det ytre foringsrørets 12 indre, kan tjene til å angi trykket av gassen i dette. Det andre utløpet 28, som strekker seg ut fra T-stykket 24, kan være forbundet med en trykkreguleringsventil (ikke vist) og benyttes for avtapping av olje eller gass fra brønnen. below the surface of the earth or water accumulate and build up pressure within the closed outer casing 12, the accumulated gas pressure being utilized to force oil or any other fluid, to be pumped up from the well, upwards through the inner casing 14. The oil is taken or collected from the well through the outlet 26 in the T-piece or pipe junction 24. For a particular well, at least a finite and easily ascertainable amount of gas pressure is required to provide a normal upward flow and discharge of oil through the inner casing 14. A manometer 120, which is connected to the interior of the outer casing 12, can serve to indicate the pressure of the gas therein. The second outlet 28, which extends from the T-piece 24, can be connected to a pressure control valve (not shown) and is used for draining oil or gas from the well.

Utmatingen av olje fra brønnen fortsetter således utenThe output of oil from the well thus continues without

hjelp fra mekaniske midler sålenge gassen innenfor det ytre foringsrøret holder seg på eller over det minimalt krevde tryk- aid from mechanical means as long as the gas within the outer casing remains at or above the minimum required pressure

ket. Når gasstrykket imidlertid faller under det nivå, som for-ket. However, when the gas pressure falls below the level that

dres for å foranledige normal oljeutmating gjennom utløpet 26,dres to cause normal oil output through the outlet 26,

kan pumpeanordningen 10 settes i gang for å iverksette olje-strømningen fra,brønnen på mekanisk måte. Midler for mekanisk e.l. avføling av trykket innenfor brønnen og for automatisk igangsetting av pumpeanordningen 10 er ikke vist på tegningene, the pump device 10 can be started to start the oil flow from the well mechanically. Funds for mechanical etc. sensing the pressure within the well and for automatically starting the pump device 10 is not shown in the drawings,

idet slike blir ansett å ligge innenfor fagmannens kunnskapsfelt. as such are considered to be within the expert's field of knowledge.

Oljestrømning gjennom utløpet 26 blir, i fravær av tilstrekkelig gasstrykk innenfor det ytre foringsrøret 12 til å foranledige en slik strømning, gjennomført ved å iverksette opp- og nedadgående bevegelse av sugestangen~18 for å drive dypbrønnspumpen e.l. i brønnen og derved tvinge eller pumpe oljen oppover gjennom det indre foringsrøret 14 og utløpet 26. Sugestangen 18 blir ført opp og ned i pumpeanordningen 10 ved hjelp av driv- eller manøvermekanismen 46, dvs. hydraulisk for-anlediget frem- og tilbakegående bevegelse av det rørformete støt- eller slagorganet 68 blir overført til sugestangen 18 ved deres felles forbindelse gjennom belastningsføler- og klemr enheten 74 for drift av dypbrønnspumpen og oppumping av olje fra brønnen.. Oil flow through the outlet 26 is, in the absence of sufficient gas pressure within the outer casing 12 to cause such flow, effected by effecting upward and downward movement of the suction rod~18 to drive the deep well pump or the like. in the well and thereby force or pump the oil upwards through the inner casing 14 and the outlet 26. The suction rod 18 is guided up and down in the pump device 10 by means of the drive or maneuvering mechanism 46, i.e. hydraulically induced reciprocating movement of the The tubular shock or impact member 68 is transferred to the suction rod 18 at their common connection through the load sensor and clamp unit 74 for operating the deep well pump and pumping oil from the well.

Drift av manøvermekanismen 4 6 blir satt igang fra den stilling som vises i fig. 1 ved å betjene den hydrauliske pumpeenheten 58, slik at denne påvirkes til å pumpe hydraulisk fluidum inn i ledningen 56 for det nedre sylinderhodet 52. Det hydrauliske fluidet blir tvunget til å strømme under trykk inn i det nedre området av kappens 4 8 indre og mot stemplet 70, som er festet i ett stykke med det rørformete slagorganet 68. Fluidet må tilføres under tilstrekkelig trykk for å løfte eller bære stemplet 70, og sammen med dette slagorganet og belastnings-føleranordningen 74 som hviler ovenpå det rørformete slagorganet 68, oppover foran den stigende søyle av hydraulisk fluidum. For så vidt som sugestangen 18 er klemt fast på toppen av stempellegemet 78 tilhørende belastningsføleranordningen 74, blir sugestangen 18 på tilsvarende måte transportert oppover sammen med slagorganet 68 og dets enhetlige stempel 70. Operation of the maneuvering mechanism 4 6 is started from the position shown in fig. 1 by operating the hydraulic pump unit 58, so that it is influenced to pump hydraulic fluid into the conduit 56 for the lower cylinder head 52. The hydraulic fluid is forced to flow under pressure into the lower area of the casing 48 interior and towards the piston 70, which is fixed in one piece with the tubular impact member 68. The fluid must be supplied under sufficient pressure to lift or carry the piston 70, and together with this impact member and the load sensing device 74 which rests on top of the tubular impact member 68, upwards in front of it rising column of hydraulic fluid. Insofar as the suction rod 18 is clamped on top of the piston body 78 belonging to the load sensor device 74, the suction rod 18 is similarly transported upwards together with the impact member 68 and its unitary piston 70.

Når slagorganet 68 under sin oppadgående bevegelse har løftet stemplet 70 stort sett opp til den stilling som vises i fig. 3, påvirker en posisjons-føleranordning (ikke vist) e.l. ventiler 112 til å reversere eller omkaste sin arbeidsmåte, slik at det hydrauliske fluidet deretter blir kanalisert eller matet under trykk inn i ledningen 54. Ved denne omkastede arbeidsgang utnyttes ledningen 56 som en returledning for det hydrauliske fluidet som tidligere ble pumpet inn i den nedre ende av kappen 48 for slagorganet og som nå presses ut fra kappen av det nedadgående stemplet 70. Slagorganet 68, og sammen med dette også sugestangen 18, blir således senket inntil de vender tilbake til deres opprinnelige stillinger ifølge fig. 1. When the impact member 68 during its upward movement has lifted the piston 70 largely up to the position shown in fig. 3, affects a position sensor device (not shown) etc. valves 112 to reverse or reverse their mode of operation, so that the hydraulic fluid is then channeled or fed under pressure into line 54. In this reversed operation, line 56 is used as a return line for the hydraulic fluid that was previously pumped into the lower end of the jacket 48 for the impact member and which is now pushed out from the jacket by the downward piston 70. The impact member 68, and together with this also the suction rod 18, are thus lowered until they return to their original positions according to fig. 1.

Ved hvilket som helst slags pumpeapparat, hvor det benyttes en frem- og tilbakegående sugestang som strekker seg inn i borehullet eller brønnen for å drive f.eks. en dypbrønnspumpe, er det klart at sugestangens nedgående slagbevegelse i høy grad blir påvirket, og faktisk i stor utstrekning kontrolleres av tyngdekraften som virker på sugestangen. Ved tidligere kjente pumpeanordninger av vippearmtypen blir tennene på tannhjulene, som setter vippearmen i bevegelse, utnyttet til delvis å mot-virke eller oppveie den betydelige effekt av tyngdekraften på sugestangen under dens nedgående slag, i den hensikt å forhindre at sugestangen dunker eller bunner mot dypbrønnspumpen. Etter hvert som tennene på tannhjulene normalt slites under fortsatt drift av vippearm-apparatet, vil det imidlertid uvegerlig inntreffe skadelig bunning av sugestangen mot dyp-brønnspumpen, noe som vil skje med tiltagende hyppighet og hardhet og ofte føre til skade på dem begge. With any type of pumping device, where a reciprocating suction rod is used that extends into the borehole or well to drive e.g. a deep well pump, it is clear that the downward stroke of the suction rod is greatly influenced, and indeed to a large extent controlled, by the force of gravity acting on the suction rod. In previously known rocker arm type pumping devices, the teeth of the gears, which set the rocker arm in motion, are utilized to partially counteract or offset the significant effect of gravity on the suction rod during its downward stroke, in order to prevent the suction rod from pounding or bottoming against the deep well pump . However, as the teeth on the gears normally wear during continued operation of the rocker arm apparatus, harmful bottoming of the suction rod against the deep well pump will inevitably occur, which will occur with increasing frequency and severity and often lead to damage to both.

Ved pumpeanordningen 10 ifølge oppfinnelsen vil tyngde-kraftens virkning på sugestangen 18 likeledes i stor grad bidra til dens nedadgående bevegelse når det hydrauliske fluidet under stemplet 70 pumpes ut gjennom ledningen 56 fra det indre av kappen 48 for slagorganet. Men da stemplet 70, og dermed slagorganet 68, ikke kan bevege seg nedover innenfor kappen 48 før det hydrauliske fluidet under stemplet er pumpet ut gjennom utløpsledningen 56, kan hastigheten og slaglengden for sugestangens 18 nedgående bevegelse reguleres effektivt ved å regu-lere den hastighet hvormed det hydrauliske fluidet tillates å strømme ut gjennom ledningen 56. Med andre ord kan sugestangens 18 nedgående slag forsinkes, mot tyngdekraften som virker på stangen og, som naturlig er, akselererer den i retning nedover, In the pumping device 10 according to the invention, the effect of gravity on the suction rod 18 will likewise contribute to its downward movement to a large extent when the hydraulic fluid under the piston 70 is pumped out through the line 56 from the interior of the casing 48 for the impactor. But since the piston 70, and thus the impact member 68, cannot move downwards within the casing 48 until the hydraulic fluid under the piston has been pumped out through the outlet line 56, the speed and stroke length of the downward movement of the suction rod 18 can be effectively regulated by regulating the speed at which the hydraulic fluid is allowed to flow out through the line 56. In other words, the downward stroke of the suction rod 18 can be delayed, against the force of gravity acting on the rod and, naturally, accelerating it in a downward direction,

i den hensikt å forhindre at sugestangen bunner eller dunker mot dypbrønnspumpen med fare for skade på dem begge. Denne kon-trollerte utslipping av det hydrauliske fluidet gjennom utløps-ledningen 56 kan iverksettes på en hvilken som helst tradisjonell måte, rent eksempelvis ved å anordne en strømningsbegrensnings-ventil mellom utløpet 56 og returledningen 116 for den hydrauliske pumpeenheten 58 eller ved å bygge den inn i trinnventilen 112. in order to prevent the suction rod bottoming out or banging against the deep well pump with the risk of damaging them both. This controlled release of the hydraulic fluid through the outlet line 56 can be implemented in any traditional way, purely for example by arranging a flow restriction valve between the outlet 56 and the return line 116 for the hydraulic pump unit 58 or by building it in in the step valve 112.

Når stemplet 70, som bæres av slagorganet, har blitt ført tilbake fra dets høytliggende stilling i fig. 3 til dets lavt-liggende stilling i fig. 1, kan trinnventilen 112 betjenes om igjen for å sette igang oppadrettet bevegelse av slagorganet 68 og sugestangen 18. Ved fortsatt omkastning av arbeidsgangen When the piston 70, which is carried by the impact member, has been returned from its elevated position in fig. 3 to its low lying position in fig. 1, the step valve 112 can be operated again to initiate upward movement of the impact member 68 and the suction rod 18. By continuing to reverse the working process

for ventilen 112 på denne måten, settes sugestangen 18 i opp-for the valve 112 in this way, the suction rod 18 is set in up-

og nedadgående bevegelse for å drive dypbrønnspumpen og derved pumpe olje opp fra brønnen. and downward movement to drive the deep well pump and thereby pump oil up from the well.

Belastningsføleranordningen 74 gir via manometeret 86 en avlesning eller angivelse av løftebelastningen på sugestangen 18, dvs. at avlesningene på trykkmåleren 86 representerer direkte trykkbelastninger av sugestangens 18 oppgående slagbevegelse og følgelig av dypbrønnspumpen ved bunnen av brønnen.Avles-ningen eller angivelsen på trykkmåleren 86 bør holde seg stort sett konstant under driften av pumpeanordningen 10. Enhver betydelig variasjon er en umiddelbar indikasjon på et problem med tilknytning til den opp- og nedadgående bevegelse av sugestangen eller av dypbrønnspumpen. Dersom trykkmåleren 86 således plutselig skulle vise en betydelig økning fra dens normale eller hovedsakelig konstante avlesning, kan sugestangen 18 ha kommet borti noe på et eller annet sted av sin lengde eller det kan ha opp-stått et liknende problem med dypbrønnspumpen slik at denne er blitt hemmet i sin bevegelse. Dersom dette ikke utbedres, kan resultatet bli brudd eller annen skade på sugestangen 18. The load sensor device 74 provides, via the manometer 86, a reading or indication of the lifting load on the suction rod 18, i.e. that the readings on the pressure gauge 86 represent direct pressure loads from the upward stroke movement of the suction rod 18 and consequently from the deep well pump at the bottom of the well. The reading or indication on the pressure gauge 86 should hold remains largely constant during the operation of the pump assembly 10. Any significant variation is an immediate indication of a problem associated with the up-and-down movement of the suction rod or of the deep well pump. If the pressure gauge 86 should thus suddenly show a significant increase from its normal or essentially constant reading, the suction rod 18 may have encountered something somewhere along its length or a similar problem may have arisen with the deep well pump so that it has become hampered in its movement. If this is not rectified, the result may be breakage or other damage to the suction rod 18.

Dersom avlesningen på trykkmåleren 86. derimot skulle falle plutselig og indikere at det er tilstrekkelig med en betydelig minsket kraft for å heve sugestangen, kan det være nødvendig å forlenge sugestangens utstrekning ned i brønnen for korrekt drift av brønnpumpen. Denne innstilling kan lett utføres ved å løsne stangklemmens 92 grep omkring sugestangen 18 for å til-late at stangen skyves ytterligere inn i brønnen etter behov. Klemmen 92 kan deretter trekkes til igjen rundt den på ny inn-stilte sugestang 18. If, on the other hand, the reading on the pressure gauge 86 should drop suddenly and indicate that a significantly reduced force is sufficient to raise the suction rod, it may be necessary to extend the extent of the suction rod down into the well for correct operation of the well pump. This adjustment can be easily carried out by loosening the grip of the rod clamp 92 around the suction rod 18 to allow the rod to be pushed further into the well as required. The clamp 92 can then be tightened again around the newly adjusted suction rod 18.

Den konstruktive oppbygning av pumpeanordningen 10 ifølge oppfinnelsen muliggjør således en særlig enkel regulering av sugestangens 18 lengde eller utstrekning inn i brønnen, nemlig ved hjelp av klemmen 92. En tilsvarende enkel regulering av sugestangen forekommer ikke hos tidligere kjente konstruksjoner. På samme tid gir belastningsføleranordningen 74, gjennom hvilket sugestangen 18 blir ført opp og ned ved hjelp av manøvermekanis-men 46, via trykkmåleren 86, operatøren av pumpeanordningen 10 en øyeblikkelig angivelse eller indikasjon på ukorrekt eller problematisk forlengelsesregulering av sugestangen 18 inn eller ned i brønnforingsrøret. Det er klart at'det istedenfor den visuelt avleste trykkmåleren 86 kunne vært benyttet en automatisk føleranordning, i den hensikt å sørge for et automatisk igangsatt varsel for hurtig endring i sugestangens løftebelast-ning. The constructive structure of the pump device 10 according to the invention thus enables a particularly simple regulation of the length or extension of the suction rod 18 into the well, namely by means of the clamp 92. A correspondingly simple regulation of the suction rod does not occur in previously known constructions. At the same time, the load sensor device 74, through which the suction rod 18 is guided up and down by means of the maneuvering mechanism 46, via the pressure gauge 86, gives the operator of the pump device 10 an immediate indication or indication of incorrect or problematic extension regulation of the suction rod 18 into or down the well casing . It is clear that, instead of the visually read pressure gauge 86, an automatic sensor device could have been used, with the intention of providing an automatically initiated warning for a rapid change in the suction rod's lifting load.

Konstruksjonen og anordningen av de komponenter og elementer som danner pumpeanordningen 10 kan således ses å representere en effektiv, flyttbar enhet for pumping av olje e.l. fra en brønn, hvor mulighetene for knekking, brudd eller annen skade på sugestangen 18 er redusert til et minimum på en effektiv måte. Sugestangen 18 har sideklaring fra alle konstruksjonsdeler og elementer, som den passerer gjennom, over hele sin lengde med unntagelse av dens øverste ende, hvor sugestangen omgripes av stangklemmen 92 for påvirkning fra det opp- og nedadgående, slagorganet 68. På grunn av denne klaring ekler spillerom på sidene, kan sugestangen fjære sideveis samt bøye seg langs lengden uten hindring på noe punkt langsetter denne. The construction and arrangement of the components and elements that form the pump device 10 can thus be seen to represent an efficient, movable unit for pumping oil etc. from a well, where the possibilities of bending, breaking or other damage to the suction rod 18 are reduced to a minimum in an efficient manner. The suction rod 18 has lateral clearance from all structural parts and elements, through which it passes, over its entire length with the exception of its upper end, where the suction rod is gripped by the rod clamp 92 for impact from the upward and downward impact member 68. Because of this clearance, the leeway on the sides, the suction rod can spring laterally and bend along its length without obstruction at any point along it.

Frem- og tilbakegående, henholdsvis opp- og nedadgående, bevegelse av sugestangen 18 blir satt iverk fra dennes øverste ende og, etter som hele pumpeanordningen 10 er opplagret på toppen av brønnens foringsrør 12, 14 og derfor automatisk blir holdt rettet inn på linje med disse, blir den nedre del ay sugestangen innenfor brønnen og den øvre del av denne innenfor pumpeanordningen 10 alltid holdt i stort sett rettlinjet forhold til hverandre. Som følge av dette vil løfting av sugestangen fra dens øverste ende forårsake at hele sugestangen blir løftet aksialt opp langs en rett linje, mens nedadgående bevegelse av sugestangen på tilsvarende måte skjer rettlinjet langs dens lengdeakse. Med andre ord vil den direkte, aksialtrettede trekk- og skyvekraft, som utøves på sugestangen 18 ved hjelp av pumpeanordningen ifølge oppfinnelsen, sikre at den maksimale drivkraft, som blir frembrakt av driv- eller manøvermekanismen 46, overføres til sugestangen 18 over og langs hele dens lengde. Denne direkte, aksialtrettede kraftoverføring stilles til rådig-het uavhengig og uten hensyn 'til eventuell side- eller vinkelforskyvning av foringsrørene 12, 14 på grunn av bevegelser, f.eks. forkastninger, i grunnen hvor brønnen befinner seg. Reciprocating, respectively upward and downward movement of the suction rod 18 is initiated from its upper end and, after the entire pump device 10 is stored on top of the well's casing pipes 12, 14 and is therefore automatically kept aligned in line with these , the lower part ay the suction rod within the well and the upper part thereof within the pump device 10 are always kept in a largely rectilinear relationship to each other. As a result, lifting the suction rod from its upper end will cause the entire suction rod to be lifted axially up along a straight line, while downward movement of the suction rod in a corresponding manner occurs in a straight line along its longitudinal axis. In other words, the direct, axially directed pulling and pushing force, which is exerted on the suction rod 18 by means of the pump device according to the invention, will ensure that the maximum driving force, which is produced by the drive or maneuvering mechanism 46, is transferred to the suction rod 18 over and along its entire length. This direct, axially directed power transmission is made available independently and without regard to any lateral or angular displacement of the casing pipes 12, 14 due to movements, e.g. faults, in the ground where the well is located.

Dessuten er den eneste del av sugestangen 18 som står under noen bruddpåkjenning dens øverste ende ved klemforbin-delsen. Men påkjenning på sugestangen 18 ved klemmen 92 blir fordelt hovedsakelig over hele sugestangéns lengde som følge av sideklaringen innenfor og fra det indre av kappen 48 for slagorganet og de andre konstruksjonselementer eller -deler, som stangen passerer gjennom. Denne sideklaring setter sugestangen Moreover, the only part of the suction rod 18 which is under any breaking stress is its upper end at the clamp connection. But stress on the suction rod 18 at the clamp 92 is distributed mainly over the entire length of the suction rod as a result of the side clearance within and from the interior of the casing 48 for the impact member and the other structural elements or parts through which the rod passes. This side clearance sets the suction rod

i stand til å forskyves sideveis eller på tvers av dens lengde, capable of being displaced laterally or across its length,

slik at den kan oppta og kompensere for påkjenninger som virker på den. so that it can absorb and compensate for stresses acting on it.

Resultatet blir at slike krefter som virker på sugestangen som ville kunne forårsake brudd på denne, er mest tilbøyelige til å medføre at bruddet skjer utenfor foringsrørene og i nærheten av stangens fastklemte endeforbindelse ved belastnings-føleren og fastspenningsaggregatet 74. I tilfelle av et slikt stangbrudd, forenkles reparasjonen av sugestangen i betydelig grad, fordi det er sikret adkomst til sugestangen i nærheten av bruddstedet. Det er bare nødvendig å skjøte på en ny suge-stangseksjon rett under bruddstedet, hvorved pumping av olje e.l. fra brønnen kan gjenopptas etter forholdsvis kort tid. The result is that such forces acting on the suction rod which could cause it to break are most likely to cause the break to occur outside the casings and in the vicinity of the rod's clamped end connection at the load sensor and clamping assembly 74. In the event of such a rod break, the repair of the suction rod is considerably simplified, because access to the suction rod close to the fracture site is ensured. It is only necessary to splice on a new suction rod section directly below the break point, whereby pumping oil etc. from the well can be resumed after a relatively short time.

Selv om det har vært vist og beskrevet en foretrukket Although a preferred one has been shown and described

utførelsesform av oppfinnelsen, hvis prinsipielle nye trekk er særlig fremhevet, vil det forstås at fagmannen kan foreta for-skjellige utelatelser, erstatninger og endringer i den illust-rerte anordnings form og detaljer samt i dennes arbeidsmåte, uten å fravike oppfinnelsens rammer som bare er begrenset som angitt i etterfølgende patentkrav. embodiment of the invention, whose principal new features are particularly highlighted, it will be understood that the person skilled in the art can make various omissions, substitutions and changes in the form and details of the illustrated device as well as in its working method, without deviating from the scope of the invention which is only limited as stated in subsequent patent claims.

Claims

1.A claim for apparatus for connection with a casing in a well, characterized by a suction rod, which extends into the casing of the well, to perform an up and down working operation therein, fluid actuated means to cause the suction rod to move up and down movement for operation in the well casing, which suction rod extends through and beyond said fluid-actuated member, and means serving to connect the suction rod to the apparatus outside the well casing at a location on the suction rod located well away from the casing and beyond said fluid-actuated member, to enabling the suction rod to perform lateral movement along its length within said fluid actuated member.

2. Device in accordance with claim 1, characterized in that the connection of the suction rod to the device is located at one end of the suction rod outside the casing, in order to place said fluid-actuated body between the casing and said suction rod end.

3. Device in accordance with claim 1, characterized in that said connecting member is arranged to connect said fluid-actuated member with one end of the suction rod.

4. Device in accordance with claim 3, characterized in that said fluid-actuated member is arranged with lateral clearance to the suction rod over the former's entire extent, so that said connecting member forms the only connection between said fluid-actuated member and the suction rod.

5. Device in accordance with claim 1, characterized in that said fluid-actuated body comprises a tubular shock or impact device, the cavity of which extends along its entire length, with part of the part of the suction rod outside the casing extending itself through the cavity, and piston member integral with the impact member to enable the latter to perform reciprocating movement, for the purpose of producing the up and down working operation of the suction rod.

6. Device in accordance with claim 5, characterized in that the suction rod has clearance from the impact member's internal limitations over the entire length of the impact member, so that the suction rod can move laterally without obstruction anywhere within the tubular impact member.

7. Device in accordance with claim 5, characterized in that said connecting member is designed to connect the impact member at one end of the suction rod outside the well casing.

8. Device in accordance with claim 5, characterized by a hollow cover for the impact member, which is "movable back and forth within the cover and in relation to it, the piston member being slidable against the hollow interior of the cover, for reciprocating operation of the percussion organ.

9. Device in accordance with claim 8, characterized by an insertion or straightening device, which connects the casing of the impact device and the well casing, for the purpose partly of storing the casing on the casing, partly aligning it axially with this, so that the part of the suction rod that is outside the casing is kept set mainly in a straight line with the other part of the suction rod within the casing, the said rectilinear course of the suction rod due to said straightening means, which connects the casing and the casing of the impactor, acts to reduce unreasonable wear and breakage of the suction rod during its up and down working operation , in the event of lateral or angular displacement of the well's casing.

10. Device by apparatus for connection with the casing in a well, characterized by a hollow, elongated cloak, means for storing the casing on the well casing pipe in such a way that the casing is mainly kept aligned axially with the casing, a hollow impactor extending through the cavity of the mantle inner space and is maneuverable to perform reciprocating movement relative to the sheath, means for aligning the impact member axially concentrically within the casing, a suction rod which is movable up and down within the casing and which extends outwards from this and is movable laterally in the inner cavity of the impactor, so that the impactor is located between the casing and the end of the suction rod which is furthest away from the casing, and means connecting the impact member to said suction rod end to initiate up and down movement of the suction rod within the casing and to store said suction rod end outside the casing, in such a way that the suction rod extends substantially along a straight line within the casing, so that the suction rod is held aligned axially with the casing. . >

11. Device in accordance with claim 10, characterized in that said connecting member is designed to connect the suction rod to the impact member at the end of the suction rod which is furthest from the casing.

12. Device in accordance with claim 11, characterized in that said organ, which connects the suction rod and the impact device, constitutes the only connection of the suction rod to the device, so that the suction rod is effectively suspended from said connecting means for free and unhindered movement up and down.

13. Device in accordance with claim 10, characterized in that the impact member includes a piston member which is formed in one piece with the former and which interacts sealably with the inside of the jacket, to carry out sliding movement along the inner surface of the jacket, with the intention of initiating reciprocating movement of the impactor in relation to the casing when fluid pressure is introduced into the casing.

14.A cording in accordance with claim 10, characterized in that said organ, which connects the suction rod and the impact member, is the suction rod's only connection with the device, the suction rod having lateral clearance from the inner walls of the hollow impact member and in the casing, to enable the suction rod to spring laterally and bend along its entire length without obstruction of somewhere of this within these.

15.A cording in accordance with claim 10, characterized in that said connection means includes load sensor means to indicate load on the suction rod during its movement outwards from the casing.

16. Device in accordance with claim 1, characterized in that the suction rod is movable alternately back and forth, respectively up and down, with the help of said fluid-actuated body through an upward and downward stroke, and that said fluid-actuated body includes an organ for regulation of the downward stroke of the suction rod against the force of gravity acting on the suction rod during the downward stroke.